CC BY
90
УДК 621.6.076:620.197
Повышение эффективности противокоррозионной защиты поврежденных участков магистральных газопроводов с использованием ингибированных систем изоляционных покрытий
Ключевые слова:
коррозия,
магистральный
газопровод,
стресс-коррозия,
дефект,
ингибитор,
защитное покрытие.
И.В. Ряховских1*, Р.И. Богданов1, Р.В. Кашковский1, В.В. Подольская1, А.В. Сахон2, Р.В. Игошин2
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1
2 ПАО «Газпром», Российская Федерация, 190900, * E-mail: [email protected]
г. Санкт-Петербург, BOX 1255
Тезисы. Работа содержит анализ поврежденности газопроводов газотранспортной системы ПАО «Газпром» эксплуатационными дефектами коррозионного и стресс-коррозионного происхождения. Установлено, что значительная часть выявляемых дефектов труб не оказывает серьезного влияния на прочность газопроводов, при этом в процессе ремонта такие трубы заменяют на новые по критерию суммарной приведенной длины дефектов. Технологически целесообразным и возможным методом ремонта указанных труб с незначительными по глубине повреждениями является их трассовая переизоляция. Такая технология позволяет исключить контакт поверхности металла трубы с грунтовым электролитом, полностью предотвращая дальнейшее развитие эксплуатационных дефектов. Результатами лабораторных и опытно-промышленных испытаний авторы обосновывают возможность повышения эффективности профилактики развития эксплуатационных дефектов внешней стенки труб при использовании ингибированных изоляционных покрытий трассового нанесения. Показаны перспективы применения ингибиторов в составе отвердителя эпоксидного праймера термоусаживающихся манжет для изоляции кольцевых сварных швов.
К настоящему времени все более весомым критическим фактором износа газотранспортной системы ПАО «Газпром» становится развитие дефектов подпленоч-ной коррозии и коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) в результате деградации защитных изоляционных покрытий [1-4]. Коррозионному и стресс-коррозионному разрушению подвержены магистральные газопроводы (МГ), изолированные пленочными защитными покрытиями трассового нанесения, вне зависимости от конструкции труб, размеров и технологии их производства. В большинстве случаев дефекты располагаются по нижней образующей трубопровода в диапазоне от 3 до 9 ч условного циферблата. Нижняя образующая трубы является наиболее уязвимым местом деформации пленочного покрытия под воздействием сдвиговых напряжений, вызванных сезонной просадкой грунта (рис. 1). В связи с этим в указанной зоне формируются условия для длительного контакта металла трубы с околотрубным электролитом. Отмеченный факт подтверждается результатами статистического анализа аварийности МГ по причине КРН, согласно которым количество отказов трубопроводов, защищенных полимерными ленточными покрытиями трассового нанесения, практически в 30 раз превосходит аналогичный показатель для трубопроводов с битумными или заводским покрытиями [5].
Рис. 1. Схема отслаивания защитного покрытия: ссдв - напряжение сдвига
Расстояние от устья отслоения, см
Рис. 2. Изменение поляризационного потенциала под отслоившимся участком изоляционного покрытия МГ:
КЗ - катодная защита; х.с.э. - хлорсеребряный электрод сравнения
Коррозия металла трубы под отслоившимся покрытием (подпленочная коррозия) имеет ряд характерных особенностей, а именно:
1) прохождение поляризующего тока КЗ в щель под отслоившимся покрытием затруднено вследствие высокого омического сопротивления тонкого слоя электролита [6, 7] (рис. 2), поэтому интенсивность коррозии металла определяется агрессивностью подпле-ночного электролита;
2) химический состав электролита под отслоением покрытия меняется, что связано как с замедленностью процессов диффузионного транспорта реагентов и продуктов электрохимических реакций в узкой щели отслоения, так и с возможностью развития в анаэробных условиях отслоения колоний бактерий [8], способных продуцировать коррозионно активные вещества;
3) формируются гальванические пары дифференциальной аэрации, в которых анодами служат участки под отслоившимся покрытием, а катодами - открытые участки труб.
Все перечисленные причины приводят к тому, что разрушение трубопровода под отслоившимся покрытием может происходить заметно быстрее, нежели в сквозных дефектах изоляции, не нивелируется при помощи средств электрохимической защиты,
а в наиболее неблагоприятных случаях происходит по механизму КРН.
Анализ поврежденности газопроводов
Дефекты коррозионного происхождения.
По данным технического диагностирования газопроводов, к настоящему времени фиксируется стремительный рост суммарного количества выявляемых коррозионных повреждений по причине подпленочной коррозии, отнесенного к протяженности обследований. Важно отметить, что более 40 % дефектов МГ не достигают глубины 1 мм, около 30 % имеют глубину 1...2 мм, доли дефектов глубиной 2.. .3 мм и более 3 мм составляют около 18 и 5 % соответственно.
В качестве примера приведем результаты статистического анализа поврежденности МГ коррозионными дефектами, требующими1 замены труб по критерию суммарной приведенной длины дефектов Ьъ (рис. 3). Анализ выполнен по данным технического диагностирования труб при капитальном ремонте за 10-летний период. Поврежденность дефектами коррозии оценивалась по накопительному
См.: Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов / утв. 05.14.2013 ОАО «Газпром».
о
/< >
о о °о ,-oJ о. о S
yb •• ) о°
/< /о >
1,0
Щ
Э 0,8 а
m
15 20 25 30 35 40 45
Возраст трубопровода, лет
Рис. 3. Удельное количество труб, подлежащих замене при капитальном ремонте
0,6
0
1 о
0,4
0,2
0 20 40 60 80 100 Максимальная относительная глубина очаговой трещины, %
Рис. 4. Корреляционная зависимость вероятности отказа МГ по причине КРН и максимальной относительной глубины дефекта [1]
0
принципу: по мере «старения» газопровода и роста числа обследованных элементов (труб и соединительных деталей трубопровода (СДТ)). Объем анализируемой выборки составил 54281 трубу. Замена труб при капитальном ремонте по причине коррозионных дефектов считалась обоснованной при выполнении условий > 3 м или > 30 % длины трубы. вычислялась по формуле
кд £ц ц II,
И=1
где N - количество дефектов всех видов на трубе или СДТ; ¿П - длина п-го дефекта, мм; коэффициенты Кд = 14000/(5- Ду), Кр, Кг соответственно учитывают: условный диаметр (Ду, мм) и толщину стенки (5, мм) трубопровода, необходимые для устранения дефекта ремонтные операции, геометрические параметры п-го дефекта.
Полученные результаты свидетельствуют об активном развитии подпленочной коррозии МГ, приводящем к ежегодному увеличению доли труб, требующих вырезки при капитальном ремонте. Для газопроводов со сроками эксплуатации более 35 лет доля труб, неремонтопригодных по причине коррозии, в среднем превышает 40 %.
Дефекты стресс-коррозионного происхождения. Исследования фактических причин аварийных разрушений МГ, результатов испытаний труб с дефектами типа КРН
и применение расчетных моделей позволяют сделать следующий вывод: при эксплуатации газопровода в проектных режимах стресс-коррозионные трещины могут инициировать его разрушение только при максимальной глубине трещин 0,35 и более в случае самого неблагоприятного сочетания других параметров системы «трубная сталь - конструкция - воздействия» [9] (рис. 4).
Очевидно, что не все дефекты типа КРН представляют непосредственную опасность с точки зрения эксплуатационной надежности МГ, а при эксплуатации труб со стресс-коррозией глубиной менее 0,15 исключены риски аварийных ситуаций МГ [1, 9]. При этом ремонт труб с указанными дефектами в трассовых условиях не допускается, а доля заменяемых труб со стресс-коррозией малой глубины на отдельных участках МГ составляет 60.. .90 %.
Отмеченные факты обусловливают актуальность разработки изоляционных материалов для ремонта труб с неглубокими поверхностными дефектами большой площади типа КРН и коррозии в трассовых условиях.
Модифицирование защитных покрытий добавками ингибиторов коррозии
Для профилактики роста перечисленных эксплуатационных дефектов МГ необходимо исключить доступ околотрубной среды к пораженному участку трубы, а также обеспечить
2015 г.
2019 г.
Длина, мм: 1 - 10,5 ± 0,1 2-8,4 ±0,1 3 - 14,0 ± 0,1
Длина, мм: 1 - 10,5 ± 0,1 2-8,3±0,1 3 - 14,0 ± 0,1
Рис. 5. Сопоставление размеров дефектов типа КРН до (а) и после (б) опытно-промышленных испытаний, выполненное с использование программы JAVA Image
гарантированную защиту металла труб в случае отслоения (локального повреждения) изоляции. По мнению авторов, эффективным решением поставленной задачи может быть трассовая переизоляция протяженных участков МГ с выборочной заменой труб с недопустимыми для эксплуатации дефектами2.
Дополнительный способ противокоррозионной защиты труб при трассовой переизоляции - модификация изоляционных покрытий путем введения в их состав ингибиторов коррозии (ИК) трубной стали. Диффузия ИК из модифицированного праймера в подпленочный электролит, а также его последующая адсорбция на поверхности стали при нарушении целостности покрытия позволит снизить скорость инициирования и последующего развития коррозионных процессов.
Ингибированное битумно-полимерное покрытие холодного нанесения. Сравнительная оценка защитной эффективности органических ингибиторов коррозионного и корро-зионно-механического разрушения трубных сталей по результатам лабораторных и стендовых испытаний [10, 11] выявила, что наиболее эффективным ИК является композиция, содержащая продукты реакции жирных аминов с различными смесями высших ненасыщенных
2 См.: СТО Газпром 2-2.3-112-2007. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методические указания по оценке работоспособности участков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами; СТО Газпром 2-2.3-173-2007. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением.
карбоновых кислот, модифицированная добавкой органосилана [11]. Впервые по результатам опытно-промышленных испытаний битумно-полимерного покрытия производства АО «Делан», содержащего ингибированную грунтовку (ТУ 2313-030-32989231-2018), определена возможность длительной консервации дефектов типа КРН с применением ИК. Покрытие нанесли на трех действующих участках МГ ООО «Газпром трансгаз Чайковский» и ООО «Газпром трансгаз Ухта», в составе которых были оставлены трубы с неглубокими (0,1.. .0,125) стресс-коррозионными повреждениями - в совокупности 175 зон [12].
В течение четырех лет на опытных участках МГ ежегодно выполнялись выборочные вскрытия с визуальным и измерительным неразрушающим контролем оставленных в эксплуатации стресс-коррозионных повреждений. По итогам сопоставления размеров дефектов типа КРН до начала и после завершения опытно-промышленных испытаний признаков развития трещин не обнаружено (рис. 5).
По истечении указанного срока испытаний из каждого участка вырезали по одной трубе для лабораторных металлографических и фрактографических исследований фрагментов металла, а также микрорентгеноспектраль-ного анализа коррозионных трещин и их изломов с определением состава продуктов коррозии, заполняющих трещину. Исследования выполнялись методами оптической микроскопии на приборе AXIOVERT 40MAT фирмы ZEISS и сканирующей электронной микроскопии на приборе JSM-6610LV фирмы JEOL Ltd., оснащенном системой энергодисперсионного микроанализа INCAEnergyFeatureXT,
Поверхность образца
Зона развития трещины
Граница «трещина - матрица» Зона долома
Рис. 6. Металлографические (а) и фрактографические (б) исследования поверхности образцов трубной стали по завершении периода опытно-промышленной эксплуатации
Таблица 1
Состав продуктов коррозии, %, в полости повреждения КРН
№ измерения С О № Mg Са Мп Ее
1 7,35 35,41 0,16 0,09 0,09 0,40 1,07 55,43
2 6,09 25,21 0,09 0,17 0,12 0,44 1,44 66,44
3 7,99 40,24 0,28 0,14 0,10 0,41 0,97 49,86
4 10,67 23,51 0,23 0,25 0,41 0,31 1,09 63,53
а также волнодисперсионным спектрометром INCAWave 500.
Металлографические и фрактографические исследования образцов стали показали отсутствие признаков страгивания (механического силового или усталостного прироста) КРН-трещин в виде участков локальной пластической деформации стали вблизи трещин, а также признаков усталостного разрушения металла или разрушения оксидного слоя по берегам трещин (рис. 6).
Обнаруженное при проведении микрорент-геноспектрального анализа присутствие значительного количества углерода внутри некоторых трещин (табл. 1) свидетельствует о проникновении в них ингибированной битумно-полимерной грунтовки при переизоляции. Наличие ИК непосредственно внутри трещины позволит добавке замедлить коррозионные процессы на берегах трещин в случае попадания влаги под покрытие.
Представляется, что перспективным направлением исследовательских работ в данной области является введение ИК в другие типы изоляционных покрытий. Проведены исследовательские испытания по отработке
технологии введения ИК в следующие типы защитных покрытий:
• битумно-полимерное покрытие горячего нанесения;
• эпоксидный праймер термоусаживаю-щихся манжет (ТУМ);
• полиуретановое покрытие.
Битумно-полимерное покрытие горячего нанесения. Конструкция исследуемого битумно-полимерного покрытия горячего нанесения состояла из слоев грунтовки, мастичного битумно-полимерного материала и обертки. ИК в концентрации 2 % масс. вводился в однокомпонентную грунтовку. Исходные показатели адгезии системы модифицированного защитного покрытия, измеренные спустя 24 ч после нанесения, составляли 35,6 Н/см (метод отслаивания) и 0,35 МПа (метод сдвига), что соответствует техническим условиям и удовлетворяет требованиям3. Следовательно, такое покрытие может быть
См.: СТО Газпром 9.1-016-2012. Защита от коррозии. Наружные защитные покрытия на основе битумно-полимерных материалов для ремонта магистральных газопроводов диаметром до 1420 мм. Технические требования.
рекомендовано для дальнейших исследований и испытаний.
Эпоксидные покрытия. Эпоксидные праймеры используются во всех типах ТУМ, а также двухслойных термореактивных покрытий в качестве прилегающего к металлу подслоя, в связи с чем ИК целесообразно вводить именно в эпоксидный слой. Такие праймеры являются двухкомпонентными смесями, составы которых у разных производителей различаются. В общем случае основными компонентами, обеспечивающими формирование полимерной матрицы за счет реакции полимеризации, являются эпоксидная смола (основа, компонент А) и отвердитель (компонент Б). В состав последнего входят вещества, имеющие в структуре подвижные атомы водорода, которые способны образовывать ковалентную связь с эпоксидным атомом кислорода, обеспечивая тем самым сшивание углеводородных цепей основы (рис. 7).
Химическая природа компонентов предопределяет, что оптимальным способом
ингибирования эпоксидного праймера является введение ИК в отвердитель. Такая технология может быть реализована на стадии производства компонента и, следовательно, не приведет к увеличению трудозатрат при нанесении ТУМ в процессе строительства или ремонта трубопровода. Поскольку соотношения компонентов праймера для материалов разных типов отличаются, для достижения одинаковой 2%-ной концентрации ИК в исследуемых эпоксидных покрытиях проведен расчет необходимой степени ингибирования отвердителя. Результаты расчета, а также оценки исходных свойств полученных модифицированных покрытий приведены в табл. 2.
Гомогенизация растворов ингибированных отвердителей достигалась путем их нагревания до температуры 60.70 °С в течение не менее 30 мин и периодического перемешивания. Ингибирование отвердителя в ТУМ № 1 наименее трудоемко ввиду необходимости введения ИК относительно небольшой дозировки (7 %). Стоит отметить, что ингибированный
Смола
н2с—сн—р—нс—сн2 н2с—сн—р—не—сн2 н2с—ри—Р—НС—СН2
\ / О
Отвердитель
О
/ \
и. ®
N-Р,—N
Он нО
N-р,—N
\ / О
О
/ \
н2с—сн—р—нс—сн2 н2с сн р нс сн2 н2с—сн—р—нс—сн2
Он
Он Он
Он
н2с—сн—р—сн-сн2
2 \ / \ 2 О
7сн2 сн—р—нс—сн2
N-р, —N
О
/ \
N—р,—N
О
/ \
нО Он Он Он
Рис. 7. Реакция полимеризации эпоксидной смолы
сн2сн—р—сн-сн
О
сн2сн—р—сн-сн2
сн2 сн—р—нс—сн2
н2с—сн—р—сн-сн2
Таблица 2
Результаты оценки исходных свойств модифицированных ТУМ
Показатель Норматив ТУМ
№ 1 № 2 № 3
Массовое соотношение «основа:отвердитель» 10:4 6:1 4:1
Степень ингибирования отвердителя, % 7 14 10
Адгезия к стали, Н/см, при температуре Г = 23 °С и скорости испытания 10 мм/мин 70 127 65,7 90
Прочность покрытия при ударе, Дж/мм, при Г = -40.. .+40 °С 5 10 5 5
Сопротивление вдавливанию, мм, при Г = 20 ± 5 °С 0,3 0,1 0,15 0,15
отвердитель в ТУМ № 3 не продемонстрировал стабильности фазового состава. По всей видимости, это вызвано определенным отличием показателей липофильности отвердителя и ИК и не связано со степенью его ингибирования. Последняя гипотеза подтверждается тем, что, например, более концентрированный отвердитель в ТУМ № 2 даже после введения в его состав 14 % ИК не расслаивается после нескольких суток экспозиции, сохраняя гомогенность.
В целом полученные результаты подтверждают хорошую совместимость ИК с отверди-телями эпоксидных праймеров. Наличие добавки ингибитора также не ухудшает условий формирования полимерной матрицы защитного покрытия, о чем свидетельствуют показатели их исходных свойств.
Полиуретановые покрытия также являются двухкомпонентными системами, но имеют иную химическую природу. Компонентом А в таком покрытие служит смесь гидроксилсодержащих веществ, в то время как компонент Б в основном представлен диизо-цианатными соединениями (рис. 8).
Поскольку диизоционаты являются весьма реакционноспособными веществами, то введение ИК целесообразнее осуществлять в компонент А. Так, было исследовано полиуретановое покрытие, компоненты которого смешиваются в равном соотношении. По этой причине ИК вначале вводили в компонент А в концентрации 4 % масс., после чего компоненты смешивали методом горячего безвоздушного нанесения, формируя модифицированное покрытие. Исходные показатели свойств полученного модифицированного покрытия приведены в табл. 3.
Ингибированный полиуретан, как показывают результаты испытаний, соответствует требованиям СТО Газпром 9.1-018-2012 «Защита от коррозии. Наружные защитные покрытия на основе термореактивных материалов для соединительных деталей, запорной арматуры и монтажных узлов трубопроводов с температурой эксплуатации от минус 20 до плюс 100 °С. Технические требования» и, следовательно, пригоден для дальнейших исследований.
В настоящее время авторы продолжают долгосрочные исследования по оценке адгезии ингибированных покрытий и ТУМ после выдержки в воде, а также определению площади их отслаивания при катодной поляризации, о результатах которых будет сообщено дополнительно.
***
Таким образом, результаты исследований и анализа подтверждают принципиальную возможность и практическую значимость введения ИК в защитные покрытия различных типов. Использование таких систем изоляционных покрытий и ТУМ может повысить эффективность противокоррозионной защиты объектов транспорта газа, а также целесообразно в случае трассовой переизоляции труб МГ с неглубокими дефектами коррозионного и стресс-коррозионного происхождения с точки зрения увеличения срока их безопасной эксплуатации посредством надежной консервации имеющихся повреждений. Актуальной задачей в сфере разработки эффективных ингибиро-ванных изолирующих систем является подбор оптимальной технологии введения ингибитора
Компонент А
Компонент Б
о=с=ы—к—ы=с=о + ©о—а© + о=с=ы—к,—ы=с=о + (но—к2—он + . . .
—сн—N1©-^—1ЧН—сн—о—к о—сн—ын-к—ын — сн — о—к2—о— .
I 1 I 2 I 1 I 2
он но он он
Рис. 8. Реакция полимеризации полиуретанового покрытия
Таблица 3
Результаты оценки исходных свойств модифицированного полиуретанового покрытия
Показатель Норматив Фактическое значение
Адгезия к стали, МПа, методом отрыва при Г = 20 ± 5 °С 7,0 13,3
Прочность при ударе, Дж/мм, при Г = 20 °С 6,0 8,6
Прочность при растяжении, МПа, при Г = 20 °С 8,0 18,1
коррозии в состав покрытия, обеспечивающей возможность долговременной защиты трубной стали при ее контакте с грунтовым электролитом в местах отслоения покрытия.
Список литературы
1. Алимов С.В. Концепция диагностирования и ремонта магистральных газопроводов
в регионах с высокой предрасположенностью к стресс-коррозии / С.В. Алимов, А.Б. Арабей, И.В. Ряховских и др. // Газовая промышленность. - 2015. - № Б (724). -С. 10-15.
2. Вилиюлин И.И. О коррозии трубопроводов / И.И. Вилиюлин, Р.А. Кантюков, Н.М. Якупов и др. // Наука и техника в газовой промышленности. - 2015. - № 1 (61). -
С. 45-50.
3. Антонов В.Г. Коррозионное растрескивание под напряжением труб магистральных газопроводов: атлас / В.Г. Антонов и др.; под общ. ред. А.Б. Арабея, З. Коношински. -М.: Наука, 2006. - 105 с.
4. Чиркунов А.А. Европейский конгресс
по коррозии ЕиЯ0С0КЯ-2012 / А.А. Чиркунов и др. // Коррозия: материалы, защита. - 2013. -№ 1. - С. 44-48.
5. Ряховских И. В. Комплексная методика исследования коррозионно-механических свойств малоуглеродистых низколегированных трубных сталей и оценка их стойкости против коррозионного растрескивания
под напряжением: дис. ... к.т.н.: 01.04.07 / И.В. Ряховских [Место защиты: Нац. исслед. ядерный ун-т]. - М., 2013. - 155 с.
6. Шамшетдинова Н.К. Повышение эффективности электрохимической защиты магистральных газопроводов при наличии отслоений изоляционного покрытия: дис. ... к.т.н. / Н.К. Шамшетдинова [Место защиты: ООО «Газпром ВНИИГАЗ»]. - М., 2009. -115 с.
7. Иванова М.В. Научная конференция Международного газового союза IGRC-2014 / М.В. Иванова и др. // Газовая промышленность. - 2014. - № 12 (715). -С. 78-79.
8. Кашковский Р.В. Оценка ингибирующих свойств ряда промышленных бактерицидов в условиях биокоррозии конструкционной стали / Р.В. Кашковский, Р.В. Игошин,
А.О. Саяпин // Коррозия: материалы, защита. -2018. - № 8. - С. 25-33.
9. Мельникова А.В. Оценка допустимости стресс-коррозионных повреждений труб в составе длительно эксплуатируемых магистральных газопроводов: дис. ... к.т.н. / А.В. Мельникова [Место защиты: РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина]. - М., 2017. -200 с.
10. Игошин Р.В. Защита от коррозии низкоуглеродистой стали в пластовой воде фосфонатными ингибиторами: дис. ... к.х.н. / Р.В. Игошин [Место защиты: ИФХЭ РАН]. -М., 2010. - 122 с.
11. Маршаков А.И. Разработка ингибирующих композиций для предотвращения коррозионного растрескивания под напряжением магистральных газопроводов /
A.И. Маршаков, И.В. Ряховских,
B.Э. Игнатенко и др. // Вести газовой науки: Повышение надежности магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. -
М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. - № 3 (27). -
C. 48-63.
12. Арабей А.Б. Технология ремонта магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением / А.Б. Арабей, Ряховских И.В., Мельникова А. В. и др. // Наука и техника
в газовой промышленности. - 2017. - № 3. -С. 3-16.
Improving anticorrosion protection for damaged sections of trunk gas pipelines by means of inhibited insulating coatings
I.V. Ryakhovskikh1*, R.I. Bogdanov1, R.V. Kashkovskiy1, V.V. Podolskaya1, A.V. Sakhon2, R.V. Igoshin2
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
2 Gazprom PJSC, BOX 1255, St. Petersburg, 190900, Russian Federation * E-mail: [email protected]
Abstract. This article investigates extent of injury of the pipelines incorporated into the Gazprom PJSC gas transportation system by in-service faults of corrosion and stress-corrosion nature. It is stated that many pipe defects do not seriously affect durability of gas pipelines; herewith, in course of repairs such pipes used to be replaced
with new ones according to the criterion of overall characteristic length of cracks. A technologically relevant and possible way to repair the pipes with shallow cracks is route reinsulating. This technique enables to exclude contacts of a pipe metal and a soil electrolyte, and completely stops further growing of in-service defects. Using results of the laboratory and pilot tests authors substantiate possibility to improve preventive care of in-service faults of outer walls of pipes by means of the inhibited insulation coatings aimed at in-route lamination. Outlooks for exercising inhibitors as additions to epoxy primer hardeners in order to seal circumferential welded seams are revealed.
Keywords: corrosion, trunk gas pipeline, stress corrosion, flaw, inhibitor, protective coating.
References
1. ALIMOV, S.V., A.B. ARABEY, I.V. RYAKHOVSKIKH, et al. The concept of diagnosis and repair of gas mains in regions with high susceptibility to stress corrosion cracking [Kontseptsiya diagnostirovaniya i remonta magistralnykh gazoprovodov v regionakh s vysokoy predraspolozhennostyu k stress-korrozii]. Gazovaya Promyshlennost. 2015, no. S2 (724), pp. 10-15. ISSN 0016-5581. (Russ.).
2. VILIYULIN, I.I., R.A. KANTYKOV, N.M. YAKUPOV, et al. On corrosion of pipelines [O korrozii truboprovodov]. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti. 2015, no. 1(61), pp. 45-50. ISSN 2070-6820. (Russ.).
3. ANTONOV, V.G., et al. Stress corrosion cracking of main gas pipelines [Korrozionnoye rastreskivaniye pod napryazheniyem trub magistralnykh gazoprovodov]: atlas. ARABEY, A.B., Z. KNOSHINSKI (eds.). Moscow: Nauka, 2006. (Russ.).
4. CHIRKUNOV, A.A. European congress on corrosion EUROCORR-2012 [Yevropeyskiy congress po korrozii EUROCORR-2012]. Korroziya: materialy, zashchita. 2013, no. 1, pp. 44-48. ISSN 1813-7016. (Russ.).
5. RYAKHOVSKIKH, I.V. A complex technique of research of corrosion-mechanical properties of low-carbon low-alloyed pipe steels and an assessment of theirfirmness against SCC [Kompleksnaya metodika issledovaniya korrozionno-mekhanicheskikh svoystv malouglerodistykh nizkolegirovannykh trubnykh staley i otsenka ikh stoykosti protiv korrozionnogo rastreskivaniya pod napryazheniyem]. Candidate thesis (engineering). National Research Nuclear University MEPhI. Moscow, 2013. (Russ.).
6. SHASHMETDINOVA, N.K. Improving performance of electrochemical protection of trunk gas pipelines in case of delamination of insulating coating [Povysheniye effektivnosti elektrokhimicheskoy zashchity magistralnykh gazoprovodov pri nalichii otsloyeniy izolyatsionnogo pokrytiya]. Candidate thesis (engineering). Gazprom VNIIGAZ LLC. Moscow, 2009. (Russ.).
7. IVANOVA, M.V. et al. Scientific conference IGRC-2014 ofthe International Gas Union [Nauchnaya konferentsiya Mezhdunarodnogo gazovogo soyuza IGRC-2014]. Gazovaya Promyshlennost. 2014, no. 12 (715), pp. 78-79. ISSN 0016-5581. (Russ.).
8. KASHKOVSKIY, R.V., R.V. IGOSHIN, A.O. SAYAPIN. Assessment of inhibiting behavior of some industrial germicides in conditions of bacterial corrosion of machine steel [Otsenka ingibiruyushchikh svoystv ryada promyshlennykh bakteritsidov v usloviyakh biokorrozii konstruktsionnoy stali. Korroziya: materialy, zashchita. 2018, no. 8, pp. 25-33. ISSN 1813-7016. (Russ.).
9. MELNIKOVA, A.V. Estimating acceptability of stress-corrosion damages of pipes incorporated into continuously operated trunk gas pipelines [Otsenka dopustimosti stress-korrosionnykh povrezhdeniy trub v sostave dlitelno ekspluatiruyemykh magistralnykh gazoprovodov]. Candidate thesis (engineering). National University of Oil and Gas "Gubkin University". Moscow, 2017. (Russ.).
10. IGOSHIN, R.V. Anticorrosive protection of low-carbon steel in the in-situ water using phosphonate inhibitors [Zashchita ot korrozii nizkouglerodistoy stali v plastovoy vode fosfonatnymi ingibitorami]. Candidate thesis (chemistry). Frumkin Institute of Physical chemistry and Electrochemistry of RAS. Moscow, 2010. (Russ.).
11. MARSHAKOV,A.I.,I.V. RYAKHOVSKIKH, V.E. IGNATENKO, et al. Development ofinhibiting compositions aimed at preventing stress corrosion cracking of gas mains [Razrabotka ingibiruyushchikh kompozitsiy dlya predotvrashcheniya korrozionnogo rastreskivaniya pod napryazheniyem magistralnykh gazoprovodov]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2016, no. 3 (27): Improving reliability of gas mains subject to stress corrosion cracking, pp. 48-63. ISSN 2306-8949. (Russ.).
12. ARABEY, A.B., I.V. RYAKHOVSKIKH, A.V. MELNIKOVA, et al. Technology for repair of gas mains subject to stress corrosion cracking [Tekhnologiya remonta magistralnykh gazoprovodov, podverzhennykh korrozionnomy rastreskivaniyu pod napryazheniyem]. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti. 2017, no. 3, pp. 3-16. ISSN 2070-6820. (Russ.).
